Solaire thermodynamique à concentration (CSP)

Le solaire thermodynamique à concentration (CSP), qu’on appelle aussi électricité solaire thermique, produit du courant à partir de la chaleur du soleil et non de sa lumière. Des champs de miroirs suivent la course du soleil et concentrent son rayonnement sur un récepteur, où un fluide monte entre 300 °C et 565 °C. Cette chaleur produit la vapeur d’une turbine, le même bloc électrique que dans une centrale au charbon ou au gaz. Ce qui distingue le CSP, c’est le stockage : stocker de la chaleur coûte bien moins cher que stocker de l’électricité, si bien qu’une centrale équipée d’un réservoir de sels fondus peut vendre de l’électricité solaire la nuit.

À l’échelle mondiale, le CSP pèse peu. L’IRENA, REN21 et la base de données de projets SolarPACES estiment la puissance en service à environ 7 GW au milieu des années 2020, contre plus de 2 000 GW de photovoltaïque. Les statistiques d’électricité du site (issues d’Ember et d’Our World in Data) ne distinguent pas le CSP : il est fondu dans les chiffres du solaire, dont il fournit bien moins de 1 %. Son intérêt tient moins à sa taille actuelle qu’à ce qu’il sait faire dans les régions ensoleillées et arides : fournir une électricité solaire stockable et pilotable à la demande.

Comment fonctionne le CSP

Toute centrale CSP comprend quatre sous-systèmes :

1. Le champ solaire. Des miroirs (héliostats ou réflecteurs courbes) suivent le soleil et concentrent le rayonnement direct normal sur un récepteur. Les systèmes à foyer linéaire atteignent environ 30 à 100 soleils ; les tours à foyer ponctuel, 500 à plus de 1 000.
2. Le récepteur. Il absorbe la lumière concentrée et transmet la chaleur à un fluide : huile thermique synthétique, sel de nitrates fondu, ou directement eau/vapeur.
3. Le stockage thermique. Le plus souvent deux réservoirs de sels fondus, un mélange dit « sel solaire » d’environ 60 % de nitrate de sodium et 40 % de nitrate de potassium. Le sel est pompé depuis un réservoir froid (~290 °C), traverse le récepteur ou un échangeur, puis rejoint un réservoir chaud (~390 °C pour les centrales cylindro-paraboliques, ~565 °C pour les tours).
4. Le bloc électrique. Un cycle de Rankine à vapeur avec turbine, alternateur et condenseur, identique dans son principe à celui d’une centrale fossile.

Seul le rayonnement direct se concentre : le CSP ne tire rien de la lumière diffuse que le PV continue de convertir par temps voilé. Pour choisir un site, le chiffre qui compte est donc le DNI, pas l’irradiation globale horizontale (voyez la carte du potentiel solaire).

Les principales technologies CSP

Cylindro-parabolique

De longues rangées de miroirs paraboliques concentrent le rayonnement sur un tube récepteur sous vide placé sur la ligne focale, où une huile synthétique chauffe jusqu’à environ 390 à 400 °C. C’est la conception la plus mature, et elle représente la majeure partie de la puissance installée. Exemples : le parc espagnol de centrales de 50 MW (Andasol 1 à 3, chacune avec 7,5 heures de stockage), la centrale Solana de 280 MW en Arizona et la tranche cylindro-parabolique de 600 MW de la phase 4 du Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park, à Dubaï. La température limite de l’huile bride le rendement du cycle vapeur, et le stockage exige un échangeur huile-sel.

Centrale à tour (récepteur central)

Des milliers d’héliostats plans, qui suivent chacun le soleil de façon indépendante, renvoient la lumière vers un récepteur placé au sommet d’une tour. Les tours fonctionnent plus chaud (sel fondu à environ 565 °C) : la turbine gagne en rendement et le sel se stocke directement, sans échangeur, ce qui abaisse le coût du stockage. Noor III au Maroc (150 MW), Cerro Dominador au Chili (110 MW, environ 17,5 h de stockage) et la tour de 100 MW et 262 mètres de Dubaï, la plus haute tour solaire jamais construite, en sont des exemples. Ivanpah, en Californie (environ 390 MW bruts, trois tours, vapeur directe, pas de stockage), est la plus connue des tours sans stockage.

Fresnel linéaire

Les centrales à miroirs de Fresnel linéaires utilisent de longues bandes de miroirs presque plats, posées près du sol, qui concentrent la lumière sur un récepteur fixe placé au-dessus. Elles coûtent moins cher à construire et occupent moins de terrain par MW que les cylindro-paraboliques, mais leur rendement optique est plus faible, surtout en hiver et aux hautes latitudes. Les centrales font en général quelques dizaines de MW, comme Puerto Errado 2 en Espagne (30 MW) et Dhursar en Inde (125 MW).

Parabole (dish)

Une parabole concentre la lumière sur un récepteur placé à son foyer, qui entraîne le plus souvent un moteur Stirling d’environ 10 à 25 kW par unité. Les systèmes parabole-Stirling détiennent le record de rendement solaire-électrique (plus de 30 % en pointe). Ils se prêtent mal au stockage, en revanche, et n’ont jamais atteint l’échelle commerciale : les grands projets américains du début des années 2010 ont été annulés ou convertis au PV.

Les fourchettes de rendement sont des valeurs approximatives de conception et d’exploitation tirées de la littérature de l’IRENA et de SolarPACES. Les centrales réelles varient selon le DNI, la taille du stockage et leur mode d’exploitation.

Rendement, stockage et facteur de charge

Le rendement d’une centrale CSP résulte d’une chaîne de conversions. Les pertes optiques (réflectivité des miroirs, effet cosinus, ombrage) laissent en général 55 à 75 % sur l’année ; le récepteur en conserve 80 à 90 % après pertes d’absorption et thermiques ; le cycle vapeur en convertit environ 35 à 42 %. En multipliant le tout, on obtient un rendement annuel solaire-électrique d’environ 13 à 20 %, comparable ou inférieur à celui des modules PV. La limite de Carnot fixe le plafond thermodynamique du bloc électrique :

C’est cet avantage de température qui explique la domination des tours dans les nouveaux projets. Le multiple solaire est le principal levier de conception pour la pilotabilité. Avec SM = 1, le champ suffit tout juste à faire tourner la turbine à midi. Avec un SM de 2,5 à 3,5, la centrale accumule un surplus de chaleur pendant la journée et le stocke pour la soirée et la nuit. Les réservoirs de sels fondus ne perdent que quelques pour cent de leur chaleur par jour et coûtent bien moins cher par kWh de capacité que des batteries : 6 à 15 heures de stockage sont désormais la norme.

Le facteur de charge d’une centrale CSP dépend donc surtout du stockage. Sans stockage, il tourne autour de 20 à 30 %. Avec 7 à 10 heures, 40 à 55 % sont courants sur les bons sites, et des centrales comme Cerro Dominador sont conçues pour 60 à 70 % ou davantage. À mesure que les durées de stockage s’allongeaient, la moyenne pondérée de l’IRENA pour les centrales mises en service est passée d’environ 30 % en 2010 à 40 à 55 % ces dernières années. Le calculateur de facteur de charge traduit ces chiffres en énergie annuelle.

Coûts

Les coûts du CSP ont eux aussi fortement baissé, mais en partant d’un niveau plus élevé et sur bien moins de projets que le PV.

• IRENA (2024) : le LCOE moyen pondéré mondial des centrales CSP mises en service est passé d’environ 0,39 USD/kWh en 2010 à près de 0,12 USD/kWh en 2023, soit une baisse d’environ 70 %. Seule une poignée de centrales entrent en service chaque année (ces derniers temps, surtout en Chine) : la moyenne annuelle fait donc des bonds.
• Prix des appels d’offres : Noor Energy 1, à Dubaï (950 MW, phase 4, soit 700 MW de CSP plus 250 MW de PV, 15 heures de stockage), a été contracté à environ 0,073 USD/kWh en 2017. Des projets chiliens et chinois ont été proposés entre 0,06 et 0,11 USD/kWh, selon le financement et les mécanismes de soutien.
• Les analyses LCOE+ de Lazard ont situé les tours solaires thermiques américaines avec stockage à environ 120 à 160 USD/MWh sans subventions, bien au-dessus du PV au sol.
• L’ATB du NREL modélise de nouvelles baisses importantes pour les tours à sels fondus si les conceptions de nouvelle génération (récepteurs plus chauds, cycles au CO2 supercritique) arrivent sur le marché.

Les coûts d’installation sont élevés, en général plusieurs milliers d’USD par kW selon les heures de stockage, et le LCOE varie fortement avec le WACC, la taille de la centrale et le DNI. La comparaison honnête n’oppose pas le CSP au PV seul. Elle l’oppose au PV associé à un stockage par batterie qui livre la même énergie le soir et la nuit. Pour les courtes durées (2 à 4 h), le PV avec batteries lithium-ion l’emporte aujourd’hui presque partout ; le CSP reprend l’avantage au-delà de 8 heures et pour la chaleur industrielle. Vous pouvez tester ces arbitrages avec le calculateur de LCOE.

Les projets phares

• Noor Ouarzazate, Maroc. Un complexe de 580 MW : Noor I (160 MW cylindro-parabolique, 3 h de stockage), Noor II (200 MW cylindro-parabolique, 7 h), Noor III (150 MW à tour, environ 7,5 h) et Noor IV (72 MW de PV). Construit grâce à des prêts concessionnels multilatéraux, il est devenu le modèle du grand CSP dans les pays émergents.
• Cerro Dominador, Chili. Première centrale CSP d’Amérique latine (2021), une tour à sels fondus de 110 MW avec environ 17,5 h de stockage, associée à 100 MW de PV dans le désert d’Atacama, où le DNI compte parmi les plus élevés de la planète.
• Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park, phase 4, Émirats arabes unis. Le plus gros investissement CSP sur un site unique au monde : 600 MW de cylindro-parabolique, une tour de 100 MW et 250 MW de PV, avec 15 heures de stockage.
• Ivanpah, États-Unis. La plus grande centrale CSP du monde à son ouverture en 2014 utilise des tours à vapeur directe sans stockage et brûle du gaz naturel au démarrage. Elle a manqué ses premiers objectifs de production et a été critiquée pour la mortalité des oiseaux. En 2025, ses acheteurs ont accepté de mettre fin aux contrats en vue d’une fermeture partielle programmée.
• Crescent Dunes, États-Unis. Une tour de 110 MW avec 10 h de stockage, victime d’une fuite sur un réservoir de sel et de longs arrêts. Ses déboires ont refroidi l’intérêt des investisseurs pour le CSP à la fin des années 2010.

Foncier, eau et matériaux

Foncier. Le CSP demande environ 2 à 4 hectares par MW, autant ou un peu plus que le PV au sol une fois compté le champ surdimensionné destiné au stockage. Les terrains doivent être plats, avec des pentes en général inférieures à 1 à 3 %.

Eau. Dans les déserts, l’eau est le principal problème environnemental du CSP. Les centrales cylindro-paraboliques à refroidissement humide consomment environ 3 000 à 3 500 litres par MWh, comme une centrale au charbon. Le refroidissement sec (par air) réduit ce chiffre d’environ 90 %, à quelques centaines de litres par MWh pour le lavage des miroirs et l’appoint de vapeur, mais il coûte quelques pour cent de production et davantage d’investissement. La plupart des nouvelles centrales situées dans des régions en stress hydrique sont refroidies à sec.

Matériaux. Le CSP consomme beaucoup de matière : acier et béton pour les structures et les fondations, verre et argent pour les miroirs, et des dizaines de milliers de tonnes de sels de nitrates par centrale. Aucun de ces matériaux n’est rare, mais la masse par MW dépasse celle du PV.

Émissions de CO2 sur le cycle de vie

• GIEC AR5 WGIII Annexe III (2014) : médiane de 27 gCO2e/kWh, fourchette de 8,8 à 63 g.
• CEE-ONU (2021) : dans cette évaluation, le CSP ressort en moyenne plus émetteur que le PV. En cause, les grandes quantités d’acier, de béton, de verre et de sels de nitrates et, pour certaines conceptions, le gaz naturel brûlé au démarrage et pour la protection contre le gel. Les chiffres restent inférieurs d’un ordre de grandeur à ceux de la production fossile.

L’appoint au gaz fait la plus grande différence. Les centrales qui brûlent beaucoup de gaz au démarrage ou pour empêcher le sel de figer affichent des émissions d’exploitation nettement plus élevées que les conceptions purement solaires. Le sel fondu se solidifie vers 220 à 240 °C : il faut donc le maintenir au chaud pendant les passages nuageux.

Sécurité et impacts environnementaux

Les risques industriels sont ceux de toute centrale thermique : vapeur à haute pression, fluides chauds et risque d’incendie lié à l’huile thermique synthétique des centrales cylindro-paraboliques. La lumière concentrée près des récepteurs de tour peut brûler les oiseaux et les insectes qui la traversent ; les études divergent fortement sur le nombre d’oiseaux tués chaque année à Ivanpah. L’éblouissement peut gêner pilotes et automobilistes. Les sels de nitrates sont des produits non toxiques, de qualité engrais, même si une fuite peut endommager les équipements.

Perspectives

La croissance du CSP a calé dans les années 2010 quand les coûts du PV se sont effondrés, mais le stockage a ravivé l’intérêt. La Chine a un gros portefeuille de projets à tour et Fresnel, construits à côté de parcs PV et éoliens pour fournir une puissance garantie à des « bases d’énergie propre » isolées. Le Chili, le Maroc, l’Arabie saoudite, les Émirats arabes unis et l’Afrique du Sud restent des marchés actifs. La niche probable du CSP : couvrir la soirée et la nuit en partenaire pilotable d’un PV bon marché, et fournir de la chaleur industrielle à haute température, puisqu’un champ CSP peut livrer directement de la vapeur. La recherche se concentre sur des récepteurs au-delà de 700 °C, des cycles électriques au CO2 supercritique et le stockage par particules. Pour le volet photovoltaïque, voyez l’énergie solaire photovoltaïque ; pour les coûts et les émissions face aux autres options, la comparaison des technologies.